荷兰购电协议：结构、风险及适用法律

在荷兰，购电协议如今已成为企业以固定价格购买可再生电力（期限为十年或十五年）的常用方式，也是风能或太阳能开发商筹集资金的常用途径。本指南阐述了购电协议的结构、决定商业结果的条款以及《能源法》下的监管框架，旨在为买卖双方提供参考。

什么是购电协议 (PPA)，以及企业为什么要签订购电协议。

购电协议（PPA）是一份长期双边合同，约定由特定发电厂向特定买家出售电力，价格事先商定。它并非供电合同：供电合同以批发价格加利润率来确定消费价格，而购电协议则将一座发电厂的经济效益与一位买家的需求挂钩，期限长达十年或更久。

企业签署购电协议有三个原因，哪个原因占主导地位应该决定协议的结构。

• 价格确定性。 对特定交易量采用固定价格或与指数挂钩的价格，可以消除预算波动的影响。
• 对冲。 从经济角度来看，购电协议是一种长期对冲；至于是否将其作为对冲手段进行会计处理，则是另一个问题。
• 可再生能源的说法。 买方希望向审计师证明，其在荷兰的业务运营所用的电力来自其出资兴建的新设施，且为可再生能源。

对于开发商而言，逻辑就简单多了：一份有信誉的购电协议可以将商户的价格风险转化为合同收入，而这正是贷款机构提供贷款的依据。

这些结构，以及它们之间的显著差异

物理或带套管的PPA

电力实际输送到买方的电表，但并非直接输送。发电方将电力出售给获得许可的供应商或交易方，后者将电力交易量计入买方的供电合同，平衡持仓，并按购电协议价格加上手续费开具发票。

其弱点在于套管费用，该费用反映了形状风险，并且经常被纳入指数或重新调整。购电协议和套管安排必须在数量、减产和不可抗力方面保持一致，否则买方将面临缺口。

专用线路或现场购电协议

该装置安装在买家场地内或旁边，通过一条不属于公共电网的电缆连接。由于电力无需进入输配电系统，因此无需支付网络费用，也无需缴纳可能产生的能源税，这正是其商业优势所在。

监管处理是复杂之处。一条连接单个用户的电缆可能被视为直连线路，需要进行申报（《能源法》第3.9条）。而一条服务于多个用户的网络则可能被视为封闭式配电系统，需要进行认证（《能源法》第3.6条和第3.7条）。因此，必须在铺设电缆之前确定其分类。

虚拟或金融购电协议

双方之间不进行电力交易。发电方将其电力出售到市场，买方从其现有供应商处购买电力，双方根据参考价格（通常为荷兰日前价格）签订差价合约。低于合约价格，买方支付差价；高于合约价格，发电方支付差价。原产地保证单独转让。

它适合在多个国家拥有房产或许多小地块的买家，而且毫无疑问是一种金融工具。

模式：按生产付费、按消费付费和基荷

形状风险是谈判的商业核心，也是经验不足的买家赔钱的地方。

• 按产量付费。 买家承担并支付该装置产生的全部电力费用。发电机无需承担发电量风险；买家负责发电模式，而太阳能发电量则在电价最低时产生。
• 按需付费。 买方只需为符合自身需求的发电量付费。其风险敞口减少，卖方的风险敞口增加，价格也相应上涨。
• 基荷。 卖方承诺在每个结算周期内保持固定的交易量，通过买入短缺量和卖出盈余量来弥补不足。这类似于传统的合约，但卖方实际上是在进行交易，并为此收取费用。

因此，这三种形式的电力合同的标价并不具有可比性，如果招标时将它们视为可比，将会选错投标。随着太阳能和风能装机容量的增加，电力捕获价格一直在下降，而按发电量付费的购电协议会将这种价格下降完全转嫁给买方。

原产地保证和可再生性声明

在荷兰，企业对可再生能源的声明并非基于电力本身，而是基于原产地保证（garanties van oorsprong）：电网中的电力是可互换的，而证书则是追踪电力来源的工具。《能源法》（Energiewet）第2.57至2.61条对此进行了规定。第2.57条涉及作为可再生能源发电证明的保证，第2.58条规定了部长的职责并允许其授权，第2.59条则规定了证书的注销程序。

该注册机构由VertiCer BV（原名CertiQ）运营，该公司是根据《能源法》第2.58条指定的天然气和电力原产地保证机构。VertiCer于2023年1月1日由TenneT的子公司CertiQ BV和Gasunie的子公司Vertogas BV合并而成，是一家合资企业，TenneT TSO BV和Gasunie Certification Holding BV各持股50%。VertiCer负责签发、转让和注销所有可再生能源载体的原产地保证。发电量由认可的计量机构计量并上报至注册机构，每兆瓦时签发一份原产地保证。证书保存在账户持有人的账户中，以电子方式转让，并在用于证明索赔时注销。

• 购电协议必须明确规定原产地担保的转移方式、转移数量、转移时间以及转移至哪个账户。如果购电协议未提及证书，则无法实现可再生能源的承诺。
• 证书有效期有限，因此逾期转让会降低其价值。原产地保证一旦被取消即失效，且最迟在与其相关的生产结束日期后十二个月失效。因此，转让期限应远低于上述期限，并应制定相应的补救措施。
• 如果电力不是通过电网供应的，则电力来源保证仅可作为向连接到同一直接线路的最终用户或直接向其装置供电的最终用户供电的证明。
• 原则上，欧盟其他地区颁发的证书在此得到认可（《能源法》第2.60条）。如果买方需要荷兰颁发的、项目特定的或与时间相符的证书，则必须明确说明。

决定交易的商业条款

期限、数量以及超额或不足交付

荷兰企业购电协议（PPA）的期限通常为10至15年，主要取决于债务期限而非买方的规划期限。购电量可以以指定设施的总发电量、发电量的百分比或带有容差范围的固定年发电量来表示。超出容差范围的后果必须明确规定。

通常情况下，电力供应不足的问题可以通过卖方在市场上购买替代电力并承担差额来弥补，但需设定年度上限。电力供应过剩的问题则恰恰相反，而且往往得不到解决：对于年用电量固定的买方而言，如果遇到强风年份，则需要确定是否必须接收多余的电力。

价格和指数化

价格可以按名义价格固定不变，也可以进行指数化调整，通常与消费者价格通胀挂钩。指数化调整在一年内看似影响不大，但在十五年内则会产生巨大影响。如果约定了价格下限或区间，务必明确其适用范围是合同价格、参考价格还是结算金额：这三者会得出不同的结果。

平衡责任

荷兰电力系统中的每一条连接都必须指定一个平衡责任方，这在《能源法》第2.42条中有明确规定。不平衡成本是实实在在的资金，而且波动较大。在套接式结构中，套接方通常承担责任并将其计入费用；在直接物理结构中，各方必须明确分配该成本；在虚拟购电协议中，该成本则保持不变。如果购电协议未指定平衡责任方，则意味着存在未分配的实时成本。

减产和负价格

这已成为荷兰市场的核心风险，必须明确加以重视。

第一种情况是减产，即减少发电量。减产可能由系统运营商下令，也可能源于拥堵管理或灵活的运输合同，还可能是买方要求或发电方自行选择。每种原因都应产生相应的后果：视同发电量（将减产量视为已交付并应支付）应归于买方要求，而非系统运营商要求。

当发电量超过需求时，就会出现负电价。在荷兰，这种情况现在经常发生在阳光充足、风力强劲、需求低迷的日子里。合同必须回答三个问题：发电方是否继续发电；购电协议（PPA）价格是否仍然有效；以及谁承担处置剩余电力的成本。自2025年10月1日起，荷兰日前市场以15分钟为周期进行结算，因此基于小时触发机制制定的合同草案已经过时。

电网连接和电网拥堵

并网日期是整个合同的关键。针对尚未建成项目的购电协议（PPA）是对未来并网的承诺，而《能源法》（Energiewet）中的并网义务（电力相关条款第3.38条）并不保证输电能力。荷兰电网的大部分区域都存在拥堵，由于输电能力有限，系统运营商需要购买拥堵管理服务（《能源法》第3.29条）。

因此：将连接和商定的运输能力作为先决条件；设定一个明确的终止日期，并明确表示可以随时终止，而不是无限期中止；并说明如果项目采用灵活或有时限的运输权会发生什么，因为这会改变买方收到的待遇。

法律变更、补贴变更和SDE++

一份为期十五年的合同比现行制度更为有效。《能源法》便证明了这一点：该法的大部分内容于2026年1月1日生效，另一部分于2026年7月1日生效，而1998年的《电力法》也于2026年1月1日失效。法律变更条款应区分针对本代产品的歧视性变更和普遍性的市场变更，并明确规定补救措施是价格调整、重新谈判还是终止合同。

如果项目同时持有SDE++运营补贴，则需要特别说明二者之间的相互作用。SDE++支付基准金额与反映能源平均市场价值的修正金额之间的差额，因此补贴和购电协议（PPA）价格并非相互独立。在电价为负值期间，补贴也会被扣留，具体条款因拨款年份而异：对于2016年至2022年的补贴，如果电价连续六小时为负值，则补贴将被取消，适用于500千瓦及以上的装机容量和3兆瓦及以上的风力涡轮机；对于2023年及以后的补贴，如果电价为负值，则每个连接200千瓦及以上的装机容量，补贴将在每个电价为负值期间被取消。自2025年10月1日起，这些测试将按每刻钟进行，因此，如果购电协议要求发电方在电价为负值时供电，则可能导致补贴失效。

信贷支持：父母担保和银行担保

承购方的信用评级决定了项目能否获得融资：贷款机构为合同收入提供担保，实际上是在为买方未来十五年的偿付能力提供担保。如果承购方是外国集团的荷兰子公司，则需要提供母公司担保（该子公司已获得评级）、银行担保或相当于合同金额一定月数的现金抵押。在谈判中，触发条件的谈判力度应与金额谈判力度相当，并且反过来也要问同样的问题：卖方通常是一个规模较小的特殊目的公司。

贷款方的要求和直接协议

针对项目融资资产的购电协议（PPA）实质上是一份融资文件。它将作为担保转让给贷款方，贷款方会要求与买方直接达成协议，其中包括：卖方违约通知及终止前的补救期；贷款方或其替代方有权介入并接管购电协议的转让；以及对协议修改和自愿终止的限制。将这些条款纳入条款清单比在融资交割时重新开启已签署的购电协议成本更低。

监管问题

这种安排需要供应许可证吗？

根据《能源法》第2.17条，未经许可，禁止向小型连接终端用户供应电力或天然气，或为其提供点对点交易服务。该条款包含例外情况，例如向连接到封闭系统的终端用户供气。该义务与客户的连接规模相关，而非与卖方相关，因此向大型工业或商业连接供气无需许可证。《能源法》对小型连接的定义是：电力连接容量不超过3 x 80安培。对于向商业园区租户（其中一些租户使用小型连接）销售产品的开发商而言，情况并非如此简单。

通过私有网络向第三方提供产品/服务

如果发电企业通过其拥有的网络向多个用户供电，则该安排可能构成封闭式配电系统，需要根据《能源法》第3.7条获得认可。认可取决于一系列标准，包括地理区域划分明确、连接用户少于一千户、除该条款允许的有限例外情况外，不得包含家庭终端用户，以及足够的安全性和可靠性。《能源法》第3.6条规定，经认可的系统运营商将负责履行相应的连接和输送义务。

仅供单个用户使用的专用电缆更可能是一条直连线路。直连线路必须符合《能源法》第3.9条的技术标准，其所有者必须在线路投入使用后尽快通知ACM，并在线路发生任何重大变更后再次通知ACM。

表后税费

电力能源税依据《环境能源税法》（Wet belastingen op milieugrondslag）的能源税章节征收。现场购电协议（PPA）的吸引力在于，用户表后消耗的电力可能不属于触发征税的供电范围，也不属于受监管的网络费用范围。具体情况取决于计量配置、设施所有权以及该安排是向第三方供电还是自用。该法第50条规定，通过连接向消费者供电需缴纳能源税，但对非连接供电方式的供电以及非通过供电方式获得的电力消耗也需缴纳能源税，因此，即使电力从未经过连接，表后安排也并非一定免税。真正重要的豁免适用于消费者自行利用可再生能源发电的情况；这种豁免适用于自发电而非购买，因此，如果第三方拥有并运营该设施，而用户购买其输出，则该交易属于供电，豁免不适用。因此，这三个变量决定了税务状况，并且通常决定了现场项目是否可行；在模型定价之前，请与税务局确认税务处理方式。

会计和衍生品处理

从宏观层面来看：买方为自身预期用途持有的实物购电协议 (PPA) 可能符合自用豁免条件，并按普通购电合同进行会计处理；而以现金净额结算的虚拟购电协议通常会被视为衍生工具，按公允价值计量，其损益变动将计入损益表，除非采用套期会计处理。这种区别会影响报告收益的波动性，并往往决定集团财务部门最终采用哪种结构。本文仅供参考，并非建议：签署前请务必咨询会计、税务和财务监管方面的专业人士。

终止、违约和不可抗力

终止事件应明确界定，且主要为财务事件：例如，逾期未付款、破产、无法维持信用支持、持续的不可抗力事件以及未能在最终期限前实现商业运营。避免在合同中设置过于宽泛的、贷款人必须依赖的重大不利变更触发条款。

如果出现争议，终止付款将是诉讼的焦点。按市值计价的方式结算剩余期限的款项是标准做法，但计算方法、所用的远期曲线以及由哪一方负责计算都应事先约定。拥堵、负价格和限产等情况应单独列为条款，而不应归入不可抗力条款，以免造成误判。

谈判清单

• 财务部门是否接受这种会计处理方式？
• 哪种形状？竞争性报价是否已标准化，以便具有可比性？
• 原产地保证是否明确转让：数量、账户、时间？
• 谁是负责平衡的一方，谁来承担失衡成本？
• 是否对所有减产原因进行了分配？负价格时期会发生什么？
• 连接和运输能力条件是否为先决条件，并设定了最终期限？
• 该项目是否包含 SDE++，交付义务是否与之冲突？
• 双方分别提供了哪些信贷支持？是否预料到了直接协议的达成？
• 是否有向小型连接供电？网络分类是否已确定？
• 终止补偿金如何计算？由谁计算？